 På britisk sokkel borer de flere brønner og de har en mer fragmentert og innfløkt infrastruktur. Likevel har norske selskaper mye å lære, mener Daniel Cole, i McKinsey i London. Illustrasjonsfoto: IStock Dette kan vi lære av britisk sokkelUtviklingen på britisk sokkel ligger ti år foran norsk sokkel. Basert på denne erfaringen mener McKinsey at vi kan vente oss mer nedsalg i store, modne felt, flere nye oljeselskaper, nye operatørmodeller og stadig forlenget levetid.  | |||
Norsk og britisk sokkel har mye felles. I tillegg til den grunne gassregion i sør er geologien og distribusjonen av store og små olje- og gassfelt svært lik. Begge soklene ble til å begynne med utviklet av de internasjonale gigantselskapene, som igjen ble forsynt av de globale leverandørene. Men det er også ulikheter. På britisk sokkel har utviklingen gått langt raskere, og de borer flere brønner. Totalt var det 4500 aktive brønner på britisk sokkel i 2015. På norsk sokkel var det rundt 1500. Britisk sokkel er også langt mer fragmentert og har en mer innfløkt infrastruktur. I dag er det mer enn 300 produserende felt, med eierskap fordelt på 44 operatørselskaper og 36 lisenshavere. STORE UT, MINDRE INN �� De siste 15 årene har antallet aktører med eierandeler i produserende felt økt med 20 prosent. Samtidig har den gjennomsnittlige produksjonen til selskapene falt fra 70 000 fat oljeekvivalenter per dag til 20 000 fat, sier seniorkonsulent og ekspert på modne felt i McKinsey, London, Daniel Cole. | Store aktører som Shell, Total og BP har aktivt solgt seg ned eller ut av store modne felt for heller å satse på andre regioner. Kjøperne har vært nye og mindre aktører som Perenco, Talisman, Nexen, Apache, CNRL og EnQuest. Utviklingen har vært en vinn-vinn-situasjon og viktig for å mobilisere nye ressurser og forlenge levetiden til feltene mener Cole. FORLENGET LEVETID Samtidig vil man se at feltene lever betydelig lenger enn forventet. Verktøyene britisk selskaper har brukt for å oppnå dette resultatet, er hub-strategier, en sterk motor for å modne kostnadseffektive brønnmål og dermed øke reservene år for år. Til tross for at produksjonseffektiviteten har vært noe lavere enn i Norge, har dette bidratt til at de aller fleste felt har levd betydelig lenger enn opprinnelig planlagt. Produksjonseffektiviteten er imidlertid lavere enn på norsk sokkel. I Norge ligger den på rundt 85 prosent. På britisk sokkel er den nede i 60 prosent. Justeres utviklingen med ti år, er kurvene likevel påfallende like inntil for et par år siden. En studie Petoro har gjennomført i samarbeid med McKinsey, viser at den negative utviklingen på britisk sokkel i hovedsak skyldes flere utforutsette hendelser og feil samt forskjeller i driftspraksis. | Det er imidlertid minst like interessant at analysen viser at den betydelig lavere produksjonseffektiviteten på britisk sokkel ikke skyldes verken aldrende anlegg, at den er direkte knyttet til budsjettnivå, eller at operatørskifter medfører ny energi og økt produksjonseffektivitet. RAMMES HARDT AV OLJEPRISFALLET I likhet med norsk sokkel har britisk sokkel blitt rammet hardt av oljeprisfallet. I år blir det trolig ikke godkjent noen nye utbyggingsplaner. Det er første gang siden olje- og gassproduksjonen ble satt i gang i, 1975. I fjor var også den lengste perioden uten leteaktivitet på sokkelen. Hele 161 dager varte dvalen. Tall fra Oil & Gas UK viser nå at antallet arbeidsplasser tilknyttet industrien faller dramatisk. I 2016 jobber 330 000 briter i næringen. Det er 140 000 færre enn på toppen i 2014. Samtidig har produksjonen falt fra 4,6 millioner fat per dag i 1999 til 1,6 millioner fat per dag i 2015. – Med en oljepris på 50 dollar fatet produserer nær 30 prosent av feltene på britisk sokkel med tap, og med et produksjonsfall på sju prosent i året blir det dessverre ikke bedre, sier Cole. | «Med en oljepris på 50 dollar fatet produserer nær 30 prosent av feltene på britisk sokkel med tap, og med et produksjonsfall på sju prosent i året blir det dessverre ikke bedre.» Daniel Cole Fakta om McKinsey
|
Ny trend gjør seg gjeldende på norsk sokkelDa BP solgte sin andel på 96 prosent i Nordsjøens største oljefelt, Forties, til amerikanske Apache i 2003, antok reservoaringeniørene til BP at feltet inneholdt 4,2 milliarder fat. Apache gjennomførte umiddelbart en reevaluering av feltet og fant ytterligere 800 millioner fat. Det forlenger produksjonstiden med minst 20 år og gjorde avtalen svært lukrativ for nykommeren. Samtidig ga avtalen BP rom til å forfølge attraktive muligheter utenfor Storbritannia. Denne trenden har også begynt å gjøre seg gjeldende på norsk sokkel, blant annet gjennom Wintershalls Brage-avtalen med Statoil. Utviklingen vil bli mer fremtredende i årene som kommer, mener Cole. | |||